低温制冷系统应用案例：海上液化天然气（LNG）再液化装置（二）

五、工艺技术评价标准。

对于工艺技术评价的标准，英国能源部的一项研究显示，基于膨胀机的工艺技术在小规模的“调峰”液化天然气设施中得到了验证，对于海上液化天然气生产具有极大的价值。这一结论打破了传统观念，即认为海上液化天然气工厂应使用与大型陆上工厂类似的液化技术（如多组分碳氢化合物制冷剂或“混合制冷剂”）。

涡轮膨胀器制冷循环通过压缩和膨胀适当的流体（通常是氮气）来实现高熵效率的制冷。（如图1所示）在循环中，膨胀机的制动端会提高气体的压力。早期对于海上液化天然气生产的研究已经探索了通过机械制冷来冷却原料气，旨在提高整体工艺效率，从而增加液化天然气的产量。

图1燃气液化涡轮膨胀机循环。

FIG.1 Turbo-expander cycle for gas liquefaction.

之所以提出海上液化天然气膨胀器技术，原因如下：

固有的安全性，避免了使用液态烃制冷剂（及其储存）所带来的潜在火灾和爆炸危险。

当制冷剂为气体时，对船体运动不敏感，保证了制冷剂在液化热交换器中分布的稳定性，使得原料气条件的变化更加灵活，操作也更为简便。

实现了安全可控的快速启动和关闭，提高了操作的灵活性和安全性。

设备数量较少，从而占地面积相对较小，上层结构重量也相对较低，有助于减少海上设施的总投资成本。

后续的工程研究进一步证实了膨胀器技术的三大优势：

由于流程简单和设备数量少，易于实现模块化和施工，提高了项目的可实施性。

使用传统的、经过验证的低温设备，可以促进设备供应商之间的竞争，有助于降低工厂成本和缩短项目进度。

涡轮膨胀机具有极高的可靠性，维护要求最低，确保了海上液化天然气生产的持续稳定。

六、氮膨胀器工艺开发。

氮膨胀器工艺的开发历程可以追溯到20世纪80年代末。当时，在巴布亚新几内亚近海的潘多拉油田，研究人员提出了一种创新的双涡轮膨胀机工艺流程，该流程基于氮制冷剂运行（如图2所示）。这种工艺在工业气体的低温液化领域得到了广泛应用。为了进一步提高处理效率，第二种温度更低的涡轮膨胀机被引入（如图3所示），通过减少液化天然气（LNG）过冷的温差来实现。

图2双涡轮膨胀机气体液化流程。

FIG.2 Dual turbo-expander flowsheet for gas liquefaction.

图3双涡轮膨胀机液化典型冷却曲线。

FIG.3 Typical cooling curves for dual turbo-expander liquefaction.

随后，在巴渝-云丹开发项目中，研究人员又进一步开发了双氮膨胀工艺。经过深入分析和实践验证，欧盟Azure项目得出结论，对于年产100万吨至200万吨的海上液化天然气项目，这种双氮膨胀工艺是最佳的选择。

在双膨胀工艺流程中，除了氮气制冷剂外，甲烷制冷剂也受到了关注并进行了评价。虽然甲烷的使用可以使液化的比功率降低几个百分点，但是考虑到安全因素，使用惰性氮而非碳氢化合物制冷剂的优势更为明显。这是因为增加设备间距可以降低喷射火灾和爆炸的风险。对于海上工厂来说，减少整个工厂的占地面积对设计和工程决策至关重要。

在配备了高效循环压缩机和涡轮膨胀机的双膨胀装置中，典型的液化天然气比电耗低于0.50 kWh/kg。对于高压原料气，比电耗甚至可以低于0.40 kWh/kg。然而，需要注意的是，为了去除原料气中较重的碳氢化合物和高冰点芳烃，通常需要进行降压处理。因此，这些比电耗数据主要适用于非常稀薄的原料气，例如上游提取的液化石油气（LPG）。

七、混合制冷剂。

混合制冷剂在液化天然气生产中扮演着重要角色。在绝大多数基本负荷的液化天然气电厂中，丙烷被用作天然气冷却的介质，而混合制冷剂则用于冷凝和过冷过程。除了单混合制冷剂技术，双混合制冷剂工艺等也被考虑用于海上液化天然气生产。

然而，混合制冷剂工厂存在一系列挑战。它们需要大量的高度易燃碳氢制冷剂库存，包括储存设施以弥补制冷剂损失。这些制冷剂通常包括乙烷、乙烯、丙烷和丁烷，它们可能从天然气原料中提取或从岸上供应。这增加了气体处理和分馏的复杂性，同时也需要寻找在海上安全卸载和装载这些挥发性易燃碳氢化合物的方法。这种复杂性不仅增加了甲板空间的需求，还加剧了基本安全问题，成为海上混合制冷剂技术实施的主要障碍。

双混合制冷剂技术虽然具有较低的碳氢化合物库存，并且在制冷剂压缩机故障或制冷剂泄漏的情况下具有较低的燃除率，但目前尚未有陆上再液化工厂采用这种技术。

除了安全问题，液态制冷剂还需要在液化热交换器中实现良好的分布，这在移动容器中很难实现。此外，混合制冷剂工厂对原料气条件的变化也较为敏感。启动后可能需要数小时才能达到稳定状态，因为需要精确控制制冷剂的混合比例。在海上，由于启动和关闭可能相对频繁，这可能导致生产损失，降低整体运营效率。

因此，尽管混合制冷剂技术具有一定的应用潜力，但在海上液化天然气生产中仍需要谨慎评估其安全性和可操作性。

八、LNG FPSO装置设计。

LNG FPSO装置的设计是海上液化天然气生产的关键环节。在设计过程中，我们可以采用常规的工艺技术和设备来构建整个生产流程。如图4所示，该流程涵盖了气体接收与预处理的重要部分，包括段塞捕集器和过滤器的设置，以及酸气脱除、分子筛脱水和除汞等处理步骤。这些步骤旨在保护液化部分的铝板翅式换热器，确保其正常运行。

图4简化的LNG工厂示意图(氮气循环压缩机驱动发电)。

FIG.4 Simplified LNG plant diagram (electrical power generation for nitrogen cycle compressor drives).

特别地，如果原料气中富含较重的碳氢化合物，那么在设计时就需要考虑将其作为凝析油除去。此外，芳烃特别是苯的去除也是必不可少的，这是为了避免在液化过程中发生冻结现象。

与陆上LNG工厂相比，海上生产在上游加工环节的动力更为有限。因此，在设计过程中，我们更倾向于选择低CO含量的贫天然气作为原料，以确保整个生产过程的稳定、高效与安全。通过精心的设计和优化，LNG FPSO装置能够实现对天然气的有效液化，为海上液化天然气生产提供可靠的解决方案。

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